Geopresiones

3.

FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y TERMINACIÓN DE POZOS

31

3. Fluidos de Perforación y Terminación de Pozos

3.1 Programa y control del fluido de perforación

3.1

PROGRAMA Y CONTROL DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN

Programa del fluido de perforación El diseño de los fluidos de perforación va en función de la litología, temperatura, hidráulica, tipo de pozo (exploratorio, desarrollo,delimitador, profundización), perfil del agujero, programa de diámetro de agujero y tuberías de revestimiento (convencional, esbelto, núcleos continuos, etc.), profundidad del pozo, logística, daños a la formación y restricciones ambientales. Los fluidos deben ser desarrollados con las propiedades y características apropiadas para todas las operaciones que se realizarán considerando los costos de losmismos. Un programa de fluidos debe especificar: ¹ ¹ ¹ ¹ ¹ Los tipos de fluidos de perforación y terminación que se usarán. Los rangos de densidad necesarios para balancear las presiones de los fluidos de la formación en cada sección del agujero descubierto. Las principales propiedades requeridas para una perforación eficiente. Aditivos de los fluidos sugeridos para cada sección. Problemas esperadosy los procedimientos de control.

Como ejemplo, se hace referencia al campo Escuintle de la Región Sur de México, el cual es productor de aceite en las formaciones carbonatadas del Cretácico Superior San Felipe, Agua Nueva y Medio. El programa de perforación de un pozo típico de este campo comprende 6 etapas y la terminación (tabla 3.1). Debido a que se requiere terminar en tubería deexplotación de 5”, se perfora con un arreglo de tuberías de revestimiento de 30”, 20”, 13 3/8”, 9 5/8”, 7” y 5”.

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3. Fluidos de Perforación y Terminación de Pozos

3.1 Programa y control del fluido de perforación

Tabla 3.1 Etapas de perforación con un fluido limpio

Barrena (pg)
36

Profundidad (m)
50

Objetivo de la etapa

Fluido de perforación
Bentonitico

Densidad (gr/cc)
1.08Cementar el tubo conductor de 30” para tener un medio de circulación. Cementar tubería de revestimiento de 20” a fin de aislar los acuíferos superficiales y ganar gradiente de fractura para poder incrementar la densidad del fluido de perforación en la siguiente etapa. Llegar a la cima de la zona de presiones anormales y cementar tubería de revestimiento de 13 3/8” a fin de poder cambiar elfluido de perforación base agua a base aceite y manejar mayores densidades en la zona de presiones anormales. Atravesar la zona de presiones anormales y aislar la misma con la tubería de revestimiento de 9 5/8” a fin de poder utilizar una menor densidad del lodo en la siguiente etapa. Atravesar las formaciones Eoceno y Paleoceno hasta la cima de la formación Cretácico Superior Méndez, las cualestienen un gradiente de presión de poro en el rango de 1.50 a 1.60 gr/cc. Se cementa la tubería de revestimiento de 7” para aislar estas formaciones a fin de poder cambiar la base del fluido de perforación para la siguiente etapa. Perforar la zona productora del campo (Formaciones Cretácico Superior y Medio), cuyo gradiente de presión de poro está en el rango de 1.15 gr/cc. Terminar el pozo con unfluido limpio.

26

700

Inhibido

1.20

17 ½

1800

Inhibido

1.70

12

4000

Base Aceite

1.95-2.00

8 3/8

4700

Base Aceite

1.70

5 7/8

5500

Base Agua

1.20

Terminación

5500

Agua Filtrada

1.00

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3. Fluidos de Perforación y Terminación de Pozos

3.1 Programa y control del fluido de perforación

Control del fluido de perforaciónDurante la intervención del pozo se lleva un registro de fluidos de perforación con la finalidad de ir monitoreando su comportamiento y comparando con las estadísticas de los pozos vecinos. Los reportes de fluidos describen las características físicas y químicas del sistema de lodos, los cuales se hacen diariamente. (Para llevar el control de las características físicas se pueden aplicar las tablas...